欠平衡钻井完井液技术

欠平衡钻井完井液技术（精选4篇）

欠平衡钻井完井液技术 第1篇

一、欠平衡钻井完井液技术的不足之处

1、钻井费用高

由于欠平衡钻井完井液技术所需的钻井设备多,并且所占用的井场面积比较大,无形中增加了钻井成本。同时,该技术在控流钻井时,通常采用含油钻井液,大大地提高了生产成本。如果完井时采用强行起下,容易钻起下钻柱,进而导致钻井成本上升;采用注氮方式来完成欠平衡钻井时,尤其是在边远山区还需要另外增加现场制氮设备制氮,制氮设备的租金较高,不利于生产成本的控制。

2、钻井液的选择比较困难

在使用欠平衡钻井完井液技术作业时,必须严格按要求选择适宜的钻井液,只有这样才能切实地提高钻井效率。同时,为了达到欠平衡钻井的目的,可以选择液基流体、气基流体和气液多相混合流体作为其循环介质。因此,在选择钻井液时,必须根据作业现场的实际情况,充分考虑流体、储层、作业等方面的因素,以及考虑钻井基液本身的一些物理性能,比如毒性低、粘度应较低、无腐蚀性等。

3、完井和测井

根据以往的实际经验,常规的完井技术难以实现低压地层条件下的欠平衡完井目的,以及现有的测井仪器设备都不能在气基流体中完成全套测井任务,从而不同程度地造成欠平衡测井技术的空白。同时,在欠平衡条件下,下套管、下尾管、测井以及注水泥等完井工艺都不能顺利进行。因此,绝大多数井在欠平衡钻井后必须直接进行完井作业,这就要求必须具备准确的地质资料和数据保障。在钻井过程中,如果出现泥浆的灌入等之类的现象,就会不可避免的造成各种钻井困境,进而也失去欠平衡钻井的意义,这也是欠平衡钻井完井液技术中最薄弱的一个环节,急需人们对其进行深入探讨和改进。

二、欠平衡钻井完井液技术关键

1、选择欠平衡的合理欠压值

研究表明,在使用欠平衡钻井完井液技术过程中,必须选择欠平衡的合理欠压值,确保欠压值与施工作业的环境要求相符合。同时,其最大欠压值引起的地层出气量Q要符合以下条件的最小值:1)要确保总出气量引起的井口压力不能大于旋转防喷器的额定动密封压力80%;2)要小于液气分离器的最大液气分离能力;30要使总出气量引起的钻井液当量数值合理,不能大于套管鞋附近的漏失压力当量密度;40总出气量引起钻井液当量循环密度不能低于裸眼段坍塌压力当量密度的最小值。

2、欠平衡钻井地质选井依据

在钻井之前,必须确保漏失压力、地层孔隙压力、坍塌压力剖面和其他地质资料比较准确、完整,同时还要符合欠平衡钻井系统的平衡条件:Gl>Gp>Ge>Gt式中:Gp-地层孔隙压力梯度,Gl-地层漏失压力梯度,MPa/m;Gt-地层坍塌压力梯度,MPa/m;Ge-钻井液当量循环压力梯度,MPa/m。此外,还要求具有良好的地层稳定性,防止坍塌事故的发生。

3、采用新的技术方法,提高欠平衡完井的技术水平

在欠平衡钻井完井液施工中,如果仍采用传统方法完井,在压井、固井作业方面肯定会不同程度地对产层造成巨大伤害,因此,必须努力攻关欠平衡完井技术难题,最大限度地保护油气层,提高钻井效率。目前,有两种可行的欠平衡完井方法:1)特殊衬管完井。这种技术就是通过欠平衡钻井钻至完钻井深,然后采用不压井带压作业下入套管,但是不注水泥,再带压下油管传输射孔管串,等到射孔完井后试油投产。适合于不适于裸眼完成、井壁稳定性相对较低的井;2)不压井下油管先期裸眼完井。对于裸眼段短、岩性坚固稳定、产层物性基本一致的油气层,首先要确保下油层套管到油气层顶部固井,然后通过欠平衡钻井技术打开产层,钻至完钻井深采用不压井带压起钻和不压井带压下油管串作业后试油投产,该方法效率比较高,值得推广与应用。

4、选择合理的欠平衡钻井完井液体系

所谓欠平衡钻井,指的是在钻井过程中,确保井下循环系统中流体的静液柱压力始终低于正钻地层的有效孔隙压力,从而使得欠平衡压力处于一种动态平衡状态。同时,欠平衡钻井的核心技术是在井下形成负压状态,其最终目标是及时发现油气层和增加产量。由此可见,选择合理的欠平衡钻井完井液体系将直接影响到钻井的质量。这就要求相关技术人员在钻井时,必须根据储层的特点及钻井的实际情况,并结合欠平衡钻井的特点,对不同的钻井完井液体系,在室内进行抗油气侵、抗盐、抗钙污染和抗温能力的测试,在各项测试指标符合相关标准后,才能作为欠平衡钻井完井液体系,从而提高钻井效率,并为企业创造更大的利益空间。

摘要：作为近几十年兴起的钻井技术一欠平衡钻井完井液技术,能够有效地提高勘探开发的效益,提高采收率、保护油气层、克服各种钻井复杂问题等。然而,在打开油气层后,如果钻井方式、钻井参数、钻井液性能参数等选择不当,将不同程度地对生产层产生一定的影响。本文主要通过对我国欠平衡钻井完井液技术进行探讨分析,并提出了自己的观点,希望对该技术的开发和改革具有重要现实意义。

关键词：欠平衡钻井完井液技术,应用,研究

参考文献

[1]吕振华,成效华,宋玉宽,隋跃华,赵小平,柴金鹏,顾法钊.欠平衡钻井完井液技术的研究与应用[J]油田化学,2001,(01).

[2]樊世忠.欠平衡钻井完井液技术(Ⅲ)--欠平衡产生方式及完井液的选择[J].钻井液与完井液,2001,(02).

[3]樊世忠.欠平衡钻井完井液技术(Ⅱ)--气体型完井液技术[J].钻井液与完井液,2001, (01).

欠平衡钻井完井液技术 第2篇

1.1 井身剖面优化设计技术

井身剖面设计的好坏不仅直接影响到实钻井眼轨迹控制的难易程度, 而且还会影响到实钻轨迹对储层变化的应变能力。对于长深井区储层横向变化快, 目的层垂深预测可能会存在较大的偏差, 因此需要工程上在井身剖面设计上对油藏垂深具有很强的调整性, 因此针对长深井区地层特点优选了单圆弧加一定长度的微增探顶和入靶设计的井身剖面, 如图1。

其中采用7°/30m造斜率, 为中曲率下限。一是可确保工具实际造斜率不低于设计造斜率, 另外, 还可适当开转盘, 提高返砂效果和钻井速度, 并可适时破坏硬地层造斜形成的小台肩, 防止卡钻;而采用2°/30m的86米微增探顶, 可满足油藏垂深提前15米, 横向100米内发生变化的要求。

实钻中, 在钻至营城组 (井深3616米) 后, 油藏两次对垂深进行调整 (8米) 的情况下, 确保了准确入窗, A点横向偏差控制在0.69米, 而纵向上控制在0.5米以内, 入靶精度非常高。

1.2 螺杆钻具优选技术

通过与北京石油机械厂合作优选了选择输出扭矩大, 滞动扭矩高且能够抗140度高温的Φ216mm和Φ172mm两种尺寸的螺杆钻具分别完成Φ311mm井眼和Φ215mm井眼的轨迹控制。并要求设计螺杆钻具具有低转速大扭矩特性。输出扭矩应大于5000Nm, 滞动扭矩大于6500Nm。并且为了提高了牙轮钻头使用寿命, 设计螺杆钻具为低转速, 转速低于170rpm, 尽量低于钻头允许的最高转速。

通过以上优选, 在长深平1井和长深D平1井中应用的Φ216mm螺杆钻具纯钻进时间都超过了70小时, 而Φ172mm螺杆钻具超过了钻头使用时间50小时, 而且性能稳定未发生螺杆钻具失效或损坏。

1.3 钻头合理使用

长深井区地层硬且研磨性强, 螺杆钻具转速高, 加之与直井钻井相比, 钻头磨损部位发生了变化, 使牙轮钻头磨损大大加快。为解决这个问题, 对钻头牙齿和牙掌部位进行了不同程度的保径处理, 以满足高转速 (200rpm) 和适应不同井斜井段使用要求。

而在钻头使用过程中, 井斜超过60度以后, 每只新钻头下至井底后, 首先要进行复合钻进一段, 一是观察记录此钻进井段的钻具扭矩, 为钻头使用后期扭矩变化提供参考;二是对钻头进行一定的磨合, 合理使用钻头;另外, 合理控制轨迹, 给钻头使用后期预留更多的复合钻进机会, 以便对钻具扭矩进行随钻监测, 增强对钻头磨损情况的及时分析判断, 确定合理的起钻时间。

1.4 钻具组合及水力参数优化设计技术

长深井区水平井井深, 为确保携岩和提高返砂效果, 首先要保证有足够的排量, 二开Φ311mm井眼排量为45-50L/S, 而三开Φ215mm井眼排量为30-32L/S, 因此沿程循环压耗比较大, 特别是使用大扭矩螺杆钻具, 更增加了钻头压降。

另外, 在深层水平井钻井中一般都选择S135钻杆 (大庆、大港、辽河) , 而该型号钻杆水眼为内加厚, 循环压耗大。根据大庆升深平1井的钻井经验, 在二开设计使用2000米51/2"钻杆情况下, 立压还达到22MPa左右。为此通过采用国外软件进行理论计算, G105钻杆可以满足长深井区水平井抗扭和抗拉要求, 设计选用了G105钻杆取代S135钻杆, 并且在大斜度段后采用加重钻杆取代钻铤, 降低水眼压耗;另外, 还与钻头厂家进行加大水眼设计, 最大尺寸为Φ24mm, 在满足螺杆润滑压降要求 (钻头压降1.8 MPa) 情况下, 尽量采用大水眼降低钻头压降, 其中二开设计喷嘴组合为Φ24mm+Φ24mm+Φ12mm或Φ20mm+Φ20mm+Φ18mm, 而三开设计喷嘴组合为Φ14mm+Φ14mm+Φ18mm。通过以上措施可降低立压3-4 MPa, 使最高立管压力控制在20MPa以内, 从而大大减少修泵时间和随钻测量仪器信号不稳定时间。现场二开和三开泵压都控制在18.5 MPa以下。

1.5 气井欠平衡水平井压力控制技术

气井水平井钻井, 井喷控制难度大大增加。通过理论研究与实践, 形成了欠平衡水平井压力控制技术。即除了井控装置按井控标准选择好压力等级和防喷器组合外, 重点进行现场钻井液密度控制, 以及通过调节节流阀控制立压, 进而控制井筒内进气量, 使井底欠压值控制在1.0MPa以内, 保证地层流体总是流入环空即可。具体井底压力控制可根据公式Pb=Ps+ρmgH-Pj-Pd

式中:Pb—井底压力;Ps—立管压力;Pj—钻头压降;Pd—钻柱内循环压耗

首先合理设计和调整钻井液密度, 使井底动态压力控制在0.5-1.0 MPa以内, 施工过程中通过调节节流阀合理控制套立压, 保持使井底动压力维持在0.5MPa时的立管压力不变, 进而调整控制气体侵入量, 防止诱发井喷, 同时使钻井液循环装置能够将返出的地层流体及时与钻井液分离, 从而维持入口钻井液稳定、保持随钻信号正常, 实现地质导向。

1.6 大斜度下的钻井液高温抗污染和携岩技术

在高温、低密度以及大井斜情况下, 对钻井液高温抗污染和携岩能力提出了更高要求。为此研究了新型钻井液配方, 使钻井液在高温低密度条件下以及高浓度岩屑污染情况下, 钻井液性能稳定, 仍具有合理的动切力和流变特性。具体研究的钻井液配方及实验数据如表1:

从实验可以看出, 加入3%易造浆的地层土后, 钻井液性能变化不大。该钻井液在现场施工中也表现出良好的技术性能, 满足了低密度、低固相条件下的井壁稳定、携岩要求, 起下钻通畅。

1.7 钻井液高温润滑技术

深层水平井钻井过程中, 如何提高钻井液高温润滑性, 是深层水平井钻井的关键。为此研究了高温复合性润滑剂, 有效消除泥饼并在井壁上形成油膜, 进而达到润滑作用。具体实验数据见表2:

从现场施工来看, 施工中泥饼润滑能力较强, 粘附系数较好地控制在1分钟0.08以内, 10分钟0.15以内;定向钻进加压和摆工具面顺畅, 复合钻进过程中扭矩平稳, 表明钻井液润滑效果明显, 很好地满足了工程上井眼轨迹控制要求。

1.8 深层气井水平井固井完井技术

在水泥浆配方上, 研究了低失水、零析水、直角稠化型、具有微膨胀性能的水泥浆体系, 尽可能防止水泥浆在凝固过程中由于失重和固化时体积收缩引起气窜。

在完井工具方面, 采用套外封隔器使固井井段与产层进行压力封隔, 使水泥浆在凝固程中, 气体不能侵入水泥封固井段;另外, 为防止水泥石体积产生收缩在第一和第二界面形成油气通道, 研制了套外遇油膨胀封隔器和固井保障工具。在完井工艺方面, 采用套管回接技术, 可以合理调整每次固井井段长度, 进而预防固井时发生井漏, 并选择使用最优水泥浆固井配方固井, 提高固井质量。

2 现场施工简况

由于以上各项技术措施有效实施, 确保了吉林油田第一口深层天然气欠平衡水平井-长深平1井的成功实施。该井实钻井深4366米, 水平段长534米, 水平位移822米, 钻井周期156.97天, 完井周期165.7天, 施工中采用斯仑贝谢公司的带中子、密度、电阻率和伽玛的随钻测斜仪进行井眼轨迹控制和地质导向, 气层钻遇率达到100%, 水平段钻进中采用密度为1.13—1.15g/cm3水基钻井液进行欠平衡钻进, 实现了连续点火和接单根后效点火, 最高瞬时流量达8646方/小时。长深平1井完井试气过程中采用19.05mm油嘴, 日产气75.3×104m3。

摘要：随着吉林油田勘探开发的不断深入, 欠平衡水平井技术开发松南深层天然气具有良好的应用前景。本文以长深井区长深平1井为例介绍了松南长岭1号气田地质简况、钻井完井施工难点、欠平衡水平井钻井剖面优化设计、钻头优选、抗高温欠平衡钻井完井液、欠平衡水平井压力控制技术和完井工艺技术等。

关键词：欠平衡,水平井,天然气井,钻井,完井

参考文献

[1]李健, 杨柳, 张健.水平井钻井过程中钻井液污染油层特点及保护对策[J].西南石油学院学报, 1996-11-30.

小井眼欠平衡钻井液密度确定方法 第3篇

1 小井眼欠平衡钻井液密度确定过程

小井眼欠平衡钻井相比常规欠平衡钻井, 具有减小地面流体处理难度, 降低钻井成本等优点[1,2]。根据欠平衡原理可确定负压值大小, 运用小井眼模型可求环空压耗, 提出一种小井眼欠平衡液相钻井液密度优化方法。具体过程分为三个环节:负压值确定, 环空压耗计算和钻井液密度优化。

1.1 负压值的确定

合理负压值是所有小井眼欠平衡钻井技术的基础, 负压值一般考虑地层地质条件和设计条件。在钻井过程中需确保井壁不被冲刷, 井壁稳定是小井眼欠平衡安全钻进的前提。地层岩性是灰岩、致密砂岩时, 负压值可稍大;页岩、泥岩、不稳定砂岩时, 负压值较小。当地层呈现多压力层系, 多层压力变化应不大, 针对压力最小的地层选择负压值。此外, 在选择负压值时, 我们需考虑水平井段长度、随钻油气产量、设备情况等设计条件。负压值确定步骤如下:

(1) 范宁系数:可由环空雷诺数Re获得:。μ为钻井液塑性粘度, m Pas;层流时, 紊流时 (未下套管裸眼井环形空间k=0.062, 贯眼接头钻杆或下套管井环形空间k=0.059) 。

(2) 偏心系数:小井眼中, 不同环空偏心度对压耗影响不同, 可通过偏心环空与同心环空的压耗比值表示, 即偏心系数r。

层流时:

紊流时:

DC为稳定器或者接头的直径, mm;n为流型指数, 无因次。

(3) 旋转系数:根据Haccislamoglu.M的理想钻柱振动理论, 钻柱旋转与钻柱静止时的环空压耗比值ε= (1+1.5λ2max) 0.5。

本公式计算中, 仅针对液体钻井液, 没有考虑气体滑脱效益。若在欠平衡小井眼钻进过程中有气体侵入, 需要重新计算环空压耗以施加回压。

1.2 钻井液密度优化

钻井液密度计算是建立在地层压力精确预测基础之上的, 并在井口回压为0, 正常钻进中负压差到达设计值的情况下进行。由压力平衡关系得:

在求解环空压耗Pha过程中会运用到钻井液密度, 利用数值法迭代可计算出合理钻井液密度。具体过程如下:

设nP为未知数, 则上式为nP与ρ的函数。给定ρ范围 (ag/cm3<ρ0, F (b) <0, 计算可得一个钻井液密度数值解。

2 计算实例

根据上述计算理论, 用C#设计欠平衡小井眼钻井液密度优化程序。该程序有如下功能:输入钻具组合、井身结构、钻井液等参数, 计算雷若数并判断环空流态;不同钻井液参数条件下, 小井眼环空压耗的计算;利用数值方法优选钻井液密度。以某预探井为例, 该区块Qp～Nm段地层孔隙压力系数0.95～0.99, Ng地层孔隙压力系数0.96～1.00, 太古宙地层孔隙压力系数0.98～1.00, 三开钻井实现井底欠压值0.5～1.0MPa。井身结构如下:二开采用D241.3mm钻头, 钻至完钻井深965m, D177.8mm套管下深962m。三开采用D152.4mm钻头, 钻至完钻井深1100m, 钻杆外径88.9mm, 钻铤外径120.7mm。利用C#程序进行验证, 具体结果见表1和表2。可看出软件计算环空压耗和现场计算环空压耗相对误差在15%之内。随着钻井液密度增加, F (x) 逐渐减小, 且当F (x) =0时有唯一数值解。最终优化钻井液密度为0.9189g/cm3。现场施工钻井液密度为0.90～092g/cm3, 证明该计算方法对现场施工有一定的参考价值。

3 结论

(1) 针对欠平衡小井眼钻井, 考虑偏心系数、旋转系数等因素影响, 提出了钻井液密度确定方法。

(2) 编制了欠平衡小井眼钻井液密度优选程序, 可预测环空压耗, 并能优选钻井液密度, 经现场数据验证基本符合要求。

摘要：根据欠平衡原理和小井眼环空压耗模型, 提出一种适合小井眼欠平衡工况的钻井液密度计算方法, 主要包括三个步骤:负压值确定、环空压耗计算和密度优化。应用该模型编制的软件对某井进行环空压耗计算, 相对误差小于15%;结合现场数据验证, 计算的钻井液密度符合现场施工要求。

关键词：欠平衡,小井眼,钻井液密度,液相

参考文献

[1]张兆盈, 栗广科.探井小井眼钻井中欠平衡钻井技术的应用.江汉石油学院学报, 2003.6, 25 (3) :70～71

欠平衡钻井完井液技术 第4篇

在委内瑞拉的高渗低压储层, 所用钻井液密度超过常规要求, 但仍有部分或全部的钻井液漏失到储层中。欠平衡钻井 (UBD) 工艺可以避免钻井液滤失和对储层的伤害, 但UBD作业的费用非常高, 且操作复杂。因此, 委内瑞拉石油公司研发了黏弹性钻井液体系, 在温度高达280 ℉情况下解决了钻井液的滤失问题。同时, 此钻井液具有良好的携带和悬浮岩屑能力, 抗污染, 具有良好的润滑性, 对环境影响小, 配方和控制要求的设备简单。这种钻井液已在Borburata油田的储层得到大规模开发, 且产率比较高, 开发降低了原始地层压力, 在井深11 734 ft (1 ft=30.48 cm) 、井底温度300 ℉情况下, 压力从4 682 lb/in2降至2 000 lb/in2 (1 lb/in2=6.895 kPa) (约3.0 lb/gal当量密度, 1 lb/gal=119.826 kg/m2) 。这些储层是裂缝型石灰石储层, 且已生产了较长的时间。这类岩石具有裂缝, 硬度高且显现出高的轴向力的特点, 这就会引起钻井液的漏失, 使得后期的油田开发具有一定的风险性。储层渗透率为0.1～100 mD (1 mD=1.0210-3 μm2) , 由于天然裂缝和溶洞的存在, 渗透率有变大的趋势。地层孔隙度为2%。

直到1994年钻垂直井时使用常规钻井液导致大量的钻井液漏失。基于这个原因, 使用气体钻井液, 在井场上使用氮气作为气相。气体钻井液避免了上述问题, 但费用非常高。根据这种状况, 有必要选择一种钻井液工艺:能较容易地钻开储层, 能降低费用和解决上述问题, 且钻井液对储层的伤害最小。

2 钻井液体系的形成

黏弹性钻井液体系是一种水基钻井液, 内含降滤失添加剂包, 添加剂包中有多糖成分, 可以改进钻井液的流变性, 降低滤失;还有纤维素衍生物, 也具有改进钻井液的流变性和降低滤失的作用, 还包括pH值调节剂。多糖和纤维素衍生物相结合为钻井液提供了极好的弹性特性。黏弹性钻井液体系中还包括淀粉、暂堵剂、抗氧化剂、杀菌剂及其他成分。已证明该钻井液体系具有良好的剪切性能、低的滤失性、塑性黏度和屈服应力。

添加剂包中的纤维素衍生物结合多糖成分, 能够非常好地改善钻井液的流变性和黏弹性性能, 同时降低钻井液滤失或阻止钻井液进入高渗透、疏松或微裂缝的储层。黏弹性钻井液体系还包括对pH值进行调节的成分或添加剂, 如果加量合适便可使pH值达到理想值, 大约为12。添加剂包中的其他成分是淀粉或淀粉衍生物, 它能起到更好的控制滤失的作用。

暂堵剂作为一种添加剂, 也能达到控制滤失的作用, 使滤失量非常小, 在这里特别推荐一种暂堵剂碳酸钙。碳酸钙粒子直径的大小应以不伤害储层, 并且可以控制滤失为前提。尽管碳酸钙的主要作用是控制钻井液的滤失, 但它也可以增加钻井液的密度。黏弹性钻井液体系的添加剂中可能还有抗氧化剂, 它阻止聚合物的氧化, 从而维持聚合物的相对分子质量。黏弹性钻井液体系中的生物抑制剂添加剂用来避免聚合物水解, 减少氧化和酶促降解。表1给出了钻井液和钻井液添加剂各组分的具体取值和取值范围。

注:氧化镁可用来取代单乙醇胺作为调节pH值控制剂;* 矿物油可在钻井时起到润滑的作用;** 抑制剂仅仅在钻穿活性泥页岩时使用。

3 黏弹性钻井液体系的流变参数

聚合物溶液之所以被认为是黏弹性钻井液, 原因就是其具有黏弹特性。选定Maxwell模型来表征黏弹性钻井液, 该模型把理想的弹性体与理想黏稠液体结合在一个体系中, 其作用原理是体系中每个组分所受的力是相等的, 总应变γ是黏性应变和弹性应变之和:

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对时间求导, 得:

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对于弹性体:undefined, 其中τ是应力, G是弹性模量;对于黏性液体:undefined, 其中η是牛顿流体的黏度。替换微分方程中的变量, 得到Maxwell模型的状态方程:

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在表征聚合物溶液的黏弹性方法中需应用动态流变学, 对聚合物溶液施加振荡应变, 数学表示如下:

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式中, γ是应变, γ0是应变幅值, ω是频率, t是时间。用这个正弦函数取代Maxwell模型便得出以下一阶线性微分方程:

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求解该方程得:

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式中λ是松弛时间。当应力作用在理想黏性流体上时, 相位角90°, 超出了变形相位 (方程中的第二项) , 同时, 理想弹性体的应力响应是0° (方程中的第一项) 。黏弹性钻井液的相位角必须在0°～90°之间。

Maxwell模型的弹性和黏性模量为:undefined和undefined, 动态测试中的应力响应可写成如下形式:

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在频率比较低时, G″>G′, Maxwell模型表征的流体表现为牛顿流体, 这是因为延迟反应使得流体有足够的时间达到给定的应力值。在频率较高时, G′>G″, Maxwell模型就是单一的弹性体, 这是由于没有足够的时间反应达到相应的应变。

黏弹性钻井液体系的动态测试证明PERMAVISC钻井液体系具有理想的流变特性。

表2是实际要求的流变参数值, 特别在转速为3 r/min和6 r/min时的读数和凝胶在10 s和10 min时的凝胶强度。

新开发的黏弹性钻井液也具有很高的剪切稀释特性, 即在较高的剪切速率下黏度极低, 还是水力钻井

时的一个优势。在280 ℉温度下老化16 h, 试验的结果表明, 黏弹性钻井液体系具有良好的热稳定性, 这一特性是在Borburata油田应用的关键。

4 钻井水力参数

由于PERMAVISC钻井液体系具有非常复杂的流变特性, 需采用非常规水力钻井方法, 该方法引入了有效黏度的概念, 有效黏度的决定因素是剪切速率undefined和温度T, 关系如下:

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式中ηEFF为有效黏度, K是稠度指数, n是流变指数。为了获得幂律参数n (T) , 在90、120、200、250、300、350和400 ℉温度下进行了剪切流变性试验, 使用了范氏-70黏度计测黏度。调整测量值符合幂律流变模型, 稠度和流变指数如表3所示。流变指数实际上是一个恒量, 一般假定平均值为0.198, 而K由下面方程得到:

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5 应用

在BOR-A井的6 in井段 (井深11 656 ft) 使用了PERMAVISC钻井液。套管设置在白垩系地层, 目的储层是石灰岩储层。计划钻直井, 垂直深度为11 734 ft, 井底温度大约是280 ℉。

在钻到11 644 ft时, 钻井液加入碳酸钙加重剂, 使密度达到8.4 lb/gal, 机械转速10 ft/h, 流率160 gal/min。从11 654 ft开始, 为了使滤失量最小, 每桶加入10 lb (1 lb=0.454 kg) 碳酸钙作为桥堵剂, 每5 ft泵入一次。持续钻到11 734 ft没出现滤失问题。